На Уфимской ТЭЦ-2 создана полномасштабная АСУ ТП парового котла ст. №6

2023

Модернизация АСУ ТП котлоагрегата БКЗ-320-140/ГМ ст. №6 Уфимской ТЭЦ-2

Произведено расширение до полномасштабной автоматизированной системы управления технологическим процессом парового котла БКЗ-320-140/ГМ ст. №6 Уфимской ТЭЦ-2 существующей системы автоматического управления горелками котла (САУГ). Об этом НПФ Круг сообщил 26 января 2024 года.

Уфимская ТЭЦ-2 обеспечивает теплом почти половину жилых микрорайонов Уфы, а также большое число промышленных предприятий.

Установленная электрическая мощность – 519 МВт, тепловая – 1 528 Гкал/ч. Основное топливо – природный газ, резервное – мазут.

Система управления технологическим оборудованием котлоагрегата создана с использованием типового технического решения, на базе которого ранее уже разрабатывались и успешно внедрялись подобные системы автоматизации на ряде тепловых электростанций России и ближнего зарубежья.

Цели и задачи:

• Расширение системы автоматизации до уровня полномасштабной АСУ ТП
• Модернизация существующей САУГ котла
• Обеспечение персонала ТЭЦ своевременной, достоверной и достаточной информацией о ходе технологического процесса и состоянии основного оборудования для оперативного управления и ведения технической отчетности
• Реализация алгоритмов защит и блокировок котла в соответствии с требованиями нормативных документов
• Повышение надежности работы оборудования, качества регулирования за счет использования передовых технологий контроля и управления.

В рамках проекта выполнены:

• разработка полного комплекта проектной документации
• демонтаж существующей системы контроля за работой агрегата
• поставка и монтаж оборудования КИПиА, исполнительных механизмов, шкафов, пультов и панелей управления
• полный комплекс инжиниринговых и пусконаладочных работ.

Модернизацией также были затронуты:

• информационно-измерительная система (ИИС)
• система бесперебойного питания АРМов и электроприводов газовых блоков
• система технологических защит и блокировок (ТЗиБ)
• система технологических сигнализаций (ТС)
• система дистанционного управления арматурой котла (ДУ).

Основные функции системы:

• Измерение и контроль технологических параметров с последующим архивированием ретроспективной информации
• Обнаружение, сигнализация и регистрация отклонений параметров от установленных границ
• Выполнение алгоритмов технологических защит и блокировок (ТЗиБ) котлоагрегата на базе контроллера c резервированием процессорной части
• Автоматический розжиг и управление газовыми горелками (САУГ)
• Дистанционное управление оборудованием котла:
  • автоматизированный пуск
  • дистанционный останов (ДОК)
  • управление арматурой котла

• Формирование отчетных документов
• Поддержка единства системного времени
• Разграничение доступа к функциям системы
• Протоколирование всех событий в системе, включая действия оперативного персонала
• и другие

АСУ ТП парового котла функционирует на базе программно-аппаратного (программно-технического) комплекса КРУГ-2000 (ПАК ПТК КРУГ-2000) и представляет собой трехуровневую систему.Метавселенная ВДНХ 3.6 т

Первый (нижний) уровень системы включает в себя датчики измеряемых параметров, запорную и регулирующую арматуру совместно с исполнительными механизмами, источники дискретной информации.

Второй (средний) уровень системы представлен:

• Шкафом управления котлом
• Шкафами управления горелками №1 и №2 с сенсорными панелями операторов
• Шкафом автоматического розжига горелок
• Шкафом информационно-измерительной системы.

Третий (верхний) уровень содержит:

• Два резервируемых АРМ машиниста котла, совмещенных с серверами, под управлением SCADA КРУГ-2000, осуществляющих управление, сбор, обработку, хранение и визуализацию данных от контроллеров
• Станцию АРМ машиниста котла (клиент) для мониторинга состояния системы
• Экраны коллективного пользования.

Компанией «КРУГ» выполнены работы «под ключ» по проектированию, поставке оборудования, инжинирингу, монтажу и пусконаладочным работам.

Внедрение АСУ ТП на базе ПАК ПТК КРУГ-2000 обеспечивает выполнение всех требований действующих нормативных документов в области энергетики, приводит к значительному расширению функциональных возможностей системы, повышению уровня надежности технологического оборудования и средств автоматизации, снижению трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.

Модернизация АСУ ТП котлоагрегата БКЗ-320-140/ГМ ст. №8 Уфимской ТЭЦ-2

В рамках реализации инвестиционного проекта произведено расширение до полномасштабной автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) котлоагрегата БКЗ-320-140/ГМ ст. №8 Уфимской ТЭЦ-2 с модернизацией существующей системы автоматического управления горелками котла (САУГ). Об этом 5 июля 2023 года сообщила компания Круг.

Система управления технологическим оборудованием котлоагрегата создана с использованием типового технического решения, реализованного на ряде тепловых электростанций России.

АСУ ТП котла и САУГ разработаны на базе российского программно-аппаратного (программно-технического) комплекса КРУГ-2000 (ПАК ПТК КРУГ-2000).

Модернизацией также были затронуты:

• информационно-измерительная система (ИИС)
• система бесперебойного питания АРМов и электроприводов газовых блоков.

Компанией «КРУГ» выполнен весь комплекс работ под ключ, включая проектирование, поставку оборудования и программного обеспечения (SCADA КРУГ-2000 и СРВК).

В Республике Башкортостан на базе российского ПАК ПТК КРУГ-2000 на июль 2023 года внедрено более 160 АСУ ТП котлоагрегатов, турбоагрегатов, бойлерных установок, систем телемеханики, компьютерных тренажерных комплексов для персонала ТЭЦ, автоматизированных систем диспетчерского контроля (АСДК).

2021: Внедрение автоматизированной ЭГСР паровой турбины

29 марта 2021 года стало известно, что внедрение автоматизированной ЭГСР паровой турбины ПТ-65/75-130 ст. №5 Уфимской ТЭЦ-2 осуществлено с применением разработанного компанией «КРУГ» технического решения. Подсистема ЭГСР была интегрирована в существующую АСУ ТП турбины, которая функционирует на базе ПТК КРУГ-2000.

Внедрение автоматизированной ЭГСР паровой турбины

Как сообщалось, типовое решение – автоматизированная электрогидравлическая система регулирования паровой турбины (ЭГСР) – предназначено для оптимизации уровня автоматизации электростанций с учетом современных требований к технологическому оборудованию ТЭЦ.

ЭГСР, разработанная на базе ПТК КРУГ-2000, обеспечивает:

• качественное регулирование основных параметров паровой турбины
• стабильные показатели с максимально возможным КПД
• оптимизация надежность эксплуатации оборудования.

Экономическая эффективность внедрения ЭГСР заключается в снижении стоимости производства электрической и тепловой энергии за счет:

• исключения «человеческого фактора»
• длительной безаварийной работы оборудования
• увеличения межремонтных периодов оборудования.

Основной целью проекта было обеспечение управления турбиной, регулирование основных параметров турбины во всех допустимых технологических режимах работы, а также в аварийных ситуациях, является основной целью создания типового решения электрогидравлической системы регулирования.

Задачами было:

• Разработка типового решения на базе ПТК КРУГ-2000 для построения ЭГСР с целью получения единой интегрированной АСУ ТП турбины
• Предоставление персоналу единого интерфейса для оперативного управления всеми подсистемами турбины
• Предоставление персоналу своевременной, достоверной и достаточной информации о ходе технологического процесса и состоянии основного оборудования
• Реализация алгоритмов диагностики и контроля отклонений от нормального режима эксплуатации турбоагрегата
• Оптимизация надежности работы оборудования, качества регулирования за счет передовых технологий контроля и управления.

Внедрение ЭГСР на базе ПТК КРУГ-2000 обеспечивает:

• выполнение всех требований действующих нормативных документов в области энергетики
• значительное расширение функциональных возможностей АСУ ТП турбины
• оптимизация уровня надежности технологического оборудования и средств автоматизации
• снижение трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.

Основной особенностью системы, выводящей ее на следующий уровень, является реализация на единых средствах комплексного решения по автоматизации турбоагрегата (включая ЭГСР). Это позволяет оперативному и обслуживающему персоналу видеть полную целостную картину технологического процесса и осуществлять управление и настройку из одной системы, с одного АРМ.

Такой подход исключает влияние «человеческого фактора» и минимизирует вероятность возникновения аварийных и нештатных ситуаций.

Система автоматического управления электрогидравлической системой регулирования параметров работы турбины реализована в виде шкафа автоматики ЭГСР (Шкаф ЭГСР) на базе микропроцессорного промышленного контроллера TREI-5B-04 (ПЛК).

ПЛК включает:

• основной и резервный блоки питания
• резервируемые процессорные модули
• резервируемую локальную сеть верхнего уровня (через коммутаторы Ethernet)
• выделенную локальную сеть нижнего уровня для зеркализации данных
• модули аналогового и дискретного ввода/ввода
• модули микропроцессорных позиционеров
• модули универсального ввода-вывода сигналов
• основной и резервный блоки контроля оборотов турбины.

В контроллере выполняются следующие задачи:

• поддержание заданной частоты вращения ротора турбины в диапазоне от 200 до 3240 об/мин с заданной неравномерностью регулирования путем воздействия на сервомотор повышенного давления (СМВД)
• поддержание на заданном уровне активной электрической мощности генератора с нулевой неравномерностью путем воздействия на сервомотор СМВД и коррекцией задания мощности по частоте
• поддержание заданного давления пара в производственном отборе путем воздействия на сервомотор среднего давления (СМСД)
• поддержание заданного давления пара в теплофикационном отборе путем воздействия на сервомотор низкого давления (СМНД)
• ограничительное регулирование минимального снижения давления свежего пара (путем разгрузки турбины)
• ограничительное регулирование максимального давления пара в производственном отборе (путем последовательного открытия регулирующей диафрагмы и разгрузки турбины)
• ограничительное регулирование максимального давления пара в теплофикационном отборе (путем последовательного открытия регулирующей диафрагмы и разгрузки турбины)
• управление от сигналов аппаратуры противоаварийной автоматики станции
• предварительная защита с дифференцированием значения скорости вращения турбины
• дополнительная защита от отказов каналов измерения скорости или превышения скорости вращения турбины выше 3400 об/мин, защита от потери сигнала датчиков частоты.

Управление сервомоторами СМВД, СМСД, СМНД турбины осуществляется посредством микропроцессорных позиционеров DevLink-А10.АIO-3UI/3UI производства НПФ «КРУГ», которые подключаются к ведущему блоку контроля частоты. Позиционеры подключены к процессорным модулям контроллера по цифровому интерфейсу RS485, что позволяет вести с ними информационный обмен в режиме реального времени, а также осуществлять настройку (без останова турбины).

Непосредственно в процессорных модулях контроллера осуществляется ведение архивных лент для фиксации изменения рабочих параметров турбины с течением времени.

Процессорные модули объединены дополнительной выделенной локальной сетью нижнего уровня для зеркализации оперативной и архивной базы данных.

В шкафу автоматики ЭГСР размещена локальная сенсорная панель управления (ЛПУ), обеспечивающая человеко-машинный интерфейс для визуализации оперативной информации и управления турбиной по месту. Связь ЛПУ с контроллером выполняется по сети Ethernet. Оперативная информация и архивы передаются на резервируемые серверы единой АСУ ТП турбины.

АСУ ТП турбины реализована на базе программно-технического комплекса КРУГ-2000 (ПТК КРУГ-2000) и представлена тремя иерархическими уровнями:

• Нижний уровень включает в себя датчики и исполнительные механизмы.
• Средний уровень представлен шкафом автоматики подсистемы ЭГСР и шкафами управления подсистем технологических защит и блокировок (ТЗиБ), дистанционного управления (ДУ) и информационно-измерительной системы (ИИС).
• Верхний уровень представлен:
  • резервируемыми серверами, совмещенными с автоматизированными рабочими местами операторов – АРМ1, АРМ2 (двухмониторные), с функциями архивирования
  • дополнительным АРМ3 (мониторинга)
  • станцией диагностики ЭГСР.

АРМ1 и АРМ2 осуществляют сбор, обработку и хранение данных, поступающих со среднего уровня системы, а также обеспечивают визуализацию и управление оборудованием всех подсистем турбины, включая ЭГСР.

Для отображения табло сигнализации по технологическим параметрам и состояний защит турбины используется станция мониторинга-клиент – АРМ3.

Структурная схема интегрированной АСУ ТП турбины с подсистемой ЭГСР (на примере турбины ПТ-65/75-130)

Сокращения на схеме:

• ГЩУ – главный щит управления
• АПУ – аварийный пульт управления
• ПУ – пульт управления.

Общая информационная мощность подсистемы ЭГСР (на примере турбины ПТ-65/75-130):

• Входных аналоговых переменных – 300
• Входных дискретных переменных – 500
• Выходных аналоговых переменных – 35
• Выходных дискретных переменных – 140
• Переменных ручного ввода – 800
• общее количество контуров регулирования – 18.

Данное типовое решение является совместной разработкой ООО НПФ «КРУГ» и ТОО «Карагандинский турбомеханический завод (КТМЗ)», которая осуществлялась под эгидой ООО «Башкирская генерирующая компания».

Пример мнемосхемы «Панель задатчиков»

Примером внедрения данного технического решения является ЭГСР паровой турбины ПТ-65/75-130 ст. №5 Уфимской ТЭЦ-2. Подсистема ЭГСР была интегрирована в существующую АСУ ТП турбины, которая функционирует на базе ПТК КРУГ-2000.

В рамках данного проекта компанией «КРУГ» были выполнены следующие работы:

• разработка проектной документации на шкаф автоматики ЭГСР
• шеф-монтажные работы
• инжиниринговые работы
• пусконаладка.